从可再生能源的补贴电价的支出情况来看：因目前可再生能源项目大部分是地方核准，补贴为全网（全国）分摊，等于“地方请客、中央买单”。对于国内的大型发电集团、高耗能企业来讲。“发电-用电-可再生能源补贴”在集团公司层面，可形成完整闭环。而对于仅进行可再生能源的项目开发商则将因补贴电价的不及时，导致资金链断裂。虽然目前利用财政预拨的办法，解决电网不能及时向光伏企业拨付补贴的问题。这些政策总的看是积极的，但也会给企业一个预期，即只要上光伏项目，国家就要给补贴；补贴不够就涨电价；补贴资金即便不到位，财政也会用预拨的方式兜底。但财政预拨后很可能出现收支不能相抵的情况。
根据国家能源局的统计数据：2015年上半年全国累计光伏发电量190亿千瓦时，“弃光”电量却达到18亿千瓦时。分地区来看，甘肃省“弃光”电量11.4亿千瓦时，“弃光率”28%；新疆“弃光”电量5.41亿千瓦时，“弃光率”19%。
关于弃光的原因，各方的观点不一。当我们注意到德国2015年第30周的某天，其可再生能源的瞬时功率达到了全网的79%的时候。发现各方的观点则值得商榷。
同样，蒙西电网也在新能源调度方面取得了不小的成绩：蒙西电网是个纯火电系统，加之冬季燃煤热电联产“硬负荷”比重甚大，除已建成的“点对网”煤电东送通道外，没有风电外送手段。蒙西地区能够在诸多困难条件下，发展风电取得如此成绩，是意味深长的。稍加分析可见，一方面地方政府对地方企业的管理具有“直接优势”，管理目标与发展风电目标一致，即：要的就是电量，“风电优先、煤电让路”的节能原则由此得以实现。
相比蒙西，其他不少地区还在执行对各类发电机组“计划内、计划外发电量平均分配指标”、“计划内外电量价格差别”等名目繁多的行政指令。这些“发电机会均等”的计划办法貌似公允，所起作用恰恰是保护化石能源而浪费新能源；另一方面，蒙西电网以220千伏电压等级为主消纳风电，对电网动态特性的不利影响远小于在500千伏最高电压等级配置风电，也是不容忽视的成功因素。
当行政指令与经济指标相悖时，且缺少经济补贴方式的时候。行业的发展将消极对待。蒙西电网“风电优先、煤电让路”的节能原则，对于新能源企业是利好，而火电企业则是损害。一味的让传统能源让位于可再生能源，对于我国以火电为主的能源结构来说，也将引起行业的反弹。
三、可再生能源补贴电价发展趋势
3.1、调峰电价
由于新能源电力具有随机性、不可控的特点，需要电网具备一定的可调容量，目前对于国内各省，其网内均存在一定可再生能源的调峰能力，如能提出合理的系统备用电源比例及系统调峰整体解决方案，适时推出调峰电价优惠政策。将合理补偿传统能源因调峰产生的损失；充分利用电网的调峰能力，减少可再生能源的储能的二次投资浪费。
因此，用于可再生能源的调峰电厂的有明确的调峰电价补贴时，国内的各类的电站将不再依靠行政指令，而根据其机组的特性，选择性的为可再生能源调峰。从而减少可再生能源的弃光、弃风等现象。
在撰写本文过程中，国家发改委国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知（发改办运行[2015]2554号）中“三（一）节中的可再生能源在局域电网就近消纳”中明确提到：
在可再生能源富集地区，一方面积极加强输电通道和配电网建设，促进可再生能源外送，扩大消纳范围；另一方面以可再生能源为主、传统能源调峰配合形成局域电网，减少外送线路建设需求，探索在试点地区局域电网内考虑输电距离因素测算确定输配电价，积极承接东部产业转移，促进可再生能源积极消纳的良性循环。通过企业自备燃煤火电机组公平承担社会责任，履行调峰义务，参与交易，提高调峰能力，加大可再生能源就近消纳力度。
在“三（三）节中可再生能源有限发电权”中明确：
通过建立优先发电权，提出可再生能源发电的年度安排原则，实施优先发电权交易，并在调度中落实，努力实现规划内的可再生能源全额保障性收购。建立利益补偿机制，鼓励燃煤发电对可再生能源发电进行调节。
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